Revue

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La capture-stockage du carbone a le vent en poupe

La capture-stockage du carbone a le vent en poupe.
Depuis deux ans, le nombre de projets de capture et de séquestration de gaz carbonique (CCS), essentiellement géologiques, explose. Le Global CCS Institute, qui promeut la technologie, recense plus de 160 projets en développement plus ou moins avancés, en plus des 30 qui fonctionnent déjà. Mais, visiblement, beaucoup de projets du début des années 2010 ont été abandonnés notamment en raison des coûts et du manque d’acceptabilité sociale. En sera-t-il de même pour les projets actuels ?

Projets d’installation de transport et stockage par capacité de capture du CO2 en Mtpa (millions de tonnes par an)

Projets d’installation de transport et stockage par capacité de capture du CO2 en Mtpa (millions de tonnes par an).

Source : « Global Status of CCS », in 2022 Status Report, Global CCS Institute, 2022.

Le stockage du CO2 a historiquement consisté à injecter ce gaz dans des puits de gaz naturel et de pétrole pour améliorer le taux de récupération de ces puits (EOR / Enhanced Oil Recovery). Le CO2 reste stocké dans le puits vidé, même si ce n’est pas le principal objectif de l’opération. L’une des premières installations, en 1972, récupérait le CO2 d’usines de traitement de gaz naturel, à Val Verde au Texas, pour l’amener jusqu’aux champs pétroliers de la région. C’est le principal mode de stockage de carbone capturé jusqu’à aujourd’hui. Les 30 installations en activité dans le monde capturent un peu plus de 42 millions de tonnes de CO2 par an (à comparer aux 43 milliards de tonnes que l’humanité émet annuellement), dont la moitié aux États-Unis ; les trois quarts du CO2 stocké servent à optimiser la production d’hydrocarbures. Les autres lieux de stockage du dioxyde de carbone sont les puits de pétrole, les puits de gaz vides et les aquifères salins.

Les nouveaux projets concernent davantage la capture du CO2 d’industries comme la production d’acier, d’engrais ou encore l’industrie chimique, que la récupération aidée d’hydrocarbures (EOR). Des aquifères salins aux volumes de stockage importants sont disponibles à proximité des côtes en mer du Nord et aux États-Unis, et sont aujourd’hui les principales zones de stockage du CO2 pour les nouveaux projets.

Le problème est que la capture du CO2 de fumées d’usines, procédé le plus mature, reste très coûteuse, énergivore et utilise des solvants à retraiter. À cette étape, il faut ajouter le coût de la compression du CO2, de son transport (gazoduc, bateaux…) puis de son injection à des profondeurs entre 1 000 et 2 000 mètres pour le stocker durablement. À lui seul, le coût de la capture varie entre 10 et 125 dollars US la tonne pour les fumées d’usine concentrées en CO2, mais peut varier entre 130 et 340 dollars US la tonne pour la capture directe du gaz carbonique dans l’air ambiant, selon l’Agence internationale de l’énergie (AIE). Le coût du transport et du stockage est très variable : la récupération assistée d’hydrocarbures peut compenser ce coût, les pipelines utilisés pour exploiter les hydrocarbures peuvent être réutilisés dans l’autre sens pour injecter le gaz carbonique dans des puits vides.

Nombre de projets de stockage finalisés, en cours ou futurs, par type et par région*

Nombre de projets de stockage de gaz carbonique finalisés, en cours ou futurs, par type et par région.

*Données issues de 150 installations de CCS intégrant des projets commerciaux et de démonstration (plus de 100 000 tonnes par an de CO2) à tous les stades de développement.

Source : « Evolution of Storage », in 2022 Status Report, Global CCS Institute, 2022.

Du côté des essais et des innovations, l’Islande a inauguré, en septembre 2021, sur le site d’Orca, le plus grand site d’enfouissement de CO2 capturé directement dans l’air, où la concentration en CO2 est 200 à 300 fois moins importante que dans des fumées industrielles. Une autre originalité du site est que le gaz est dissous dans l’eau puis injecté dans du basalte où une réaction chimique permet au dioxyde de carbone de se transformer en pierre en seulement deux ans, au lieu de plusieurs milliers d’années quand le processus se fait naturellement. L’entreprise espère enfouir 4 000 tonnes de CO2 par an, soit l’équivalent des émissions annuelles de presque 900 voitures.

L’innovation organisationnelle qui pourrait faire décoller la technologie est la mutualisation des infrastructures de transport et de stockage du CO2, comme entend le faire le projet Northern Lights porté par trois pétroliers (Equinor, Shell et Total) en mer du Nord et qui est soutenu par le gouvernement norvégien dans le cadre de son projet Longship. Sa capacité annuelle de stockage est fixée à 1,5 million de tonnes de CO2 (MtCO2) en 2024, mais pourrait augmenter à 5 MtCO2 selon les besoins du marché. Le projet entend développer la production d’hydrogène à partir de gaz naturel avec capture et stockage du carbone, l’hydrogène bleu, comme le fait déjà Equinor à Hull, au Royaume-Uni. Le plus important est que le projet se veut un hub du transport et du stockage de CO2 qui, en plus de transporter et stocker les émissions de deux sites industriels en Norvège, vise à construire des partenariats pour stocker en mer du Nord le gaz carbonique d’autres pays européens (Allemagne, Belgique, France, Pologne, Suède) et de leurs industriels.

Des projets nationaux sont aussi en cours : aux Pays-Bas, avec le projet Porthos pour les industries du port de Rotterdam, qui vise à stocker 2,5 MtCO2/an ; et en Grande-Bretagne où l’on envisage de capturer et stocker 10 MtCO2/an d’ici à 2030 à partir de quatre clusters industriels. En outre, quatre projets avec une dimension CCS (Finlande, Belgique, Suède et France) ont été sélectionnés en 2021, et sept projets dans six pays (Bulgarie, Islande, Pologne, France, Suède et Allemagne) en 2022, dans le cadre de l’appel à projets du Fonds européen pour l’innovation qui soutient — avec une aide de 38 milliards d’euros d’ici à 2030 — les technologies propres en Europe.

En France, deux projets sont concernés : l’un dans une usine d’ArcelorMittal à Dunkerque, pour capter 4 400 tonnes de CO2 par an, et l’autre dans la cimenterie de Lumbres dans le Pas-de-Calais (du cimentier Eqiom, en partenariat avec Air Liquide), dont les émissions seraient aussi stockées en mer du Nord ou réutilisées pour produire du béton. Mais l’ADEME (Agence de la transition écologique) considère que seuls 10 % des sites industriels français les plus émetteurs pourraient faire appel à cette technologie pour un coût raisonnable : seules les industries situées dans les zones de Dunkerque, du Havre ou de Lacq disposent des infrastructures nécessaires, des canalisations pour transporter le CO2, d’une concentration suffisante de sites industriels émetteurs et des capacités de stockage géologique à proximité.

Enfin, l’Allemagne et la Norvège se sont récemment engagées dans un partenariat pour importer en Allemagne plus d’hydrogène de Norvège (la Norvège est le principal fournisseur de gaz naturel de l’Allemagne depuis la guerre en Ukraine) et construire, d’ici 2032, un pipeline de 900 kilomètres pour transporter du CO2 du nord de l’Allemagne à la Norvège où il sera stocké. La capacité du pipeline serait de 20 à 40 MtCO2/an d’ici 2037, soit 20 % des émissions annuelles de l’industrie allemande. Ce projet est, pour l’heure, le plus ambitieux.

On le voit, les objectifs de neutralité carbone mais aussi le prix de la tonne de CO2, passé de 37 euros en février 2021 à 100 euros en février 2023, incitent notamment les pays européens et leurs industriels de l’énergie à développer plus activement la capture et le stockage du carbone. Rappelons que le scénario de neutralité carbone de l’AIE (NZE / Net Zero Emission) prévoit que la capture annuelle de gaz carbonique passe d’un peu plus de 40 millions de tonnes aujourd’hui à 1,2 milliard de tonnes en 2030 et 5,9 milliards de tonnes en 2050 !

En revanche, l’acceptabilité sociale de ces projets pourrait freiner leur développement. Outre les inquiétudes des populations locales sur des fuites potentielles de CO2 dans le processus, beaucoup craignent que cette technologie, portée en général par des groupes pétroliers, serve d’alibi pour ne pas décarboner trop vite le système énergétique et les processus de production. Néanmoins, l’inquiétude croissante de la population vis-à-vis des effets du changement climatique et les investissements des milliardaires de la Tech, Bill Gates ou Elon Musk, dans ces technologies pourraient aussi faire éclore de nouveaux projets à l’avenir.

#Énergie #Industrie #Puits de carbone #Transition écologique